2. Классификация нефтей, процессов их переработки и товарных нефтепродуктов

2.1. Классификация нефтей

Предложено множество научных классификаций нефтей (химическая, генетическая, технологическая и др.), но до сих пор нет единой международной их классификации.

Химическая классификация нефтей.

За ее основу принято преимущественно содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов. Различают 6 типов нефтей:

парафиновые, парафино-циклановые, циклановые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические.

В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все фракции содержат значительноке количество алканов: бензиновые — не менее 50 %, а масляные — 20 % и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.

В парафино-циклановых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и САВ мало. К ним относят большинство нефтей Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Для циклановых нефтей характерно высокое (до 60 % и более) содержание циклоалканов во всех фракцях. Они содержат min количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К циклановым относят нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др.

В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводороды всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5 %. Количество смол и асфальтенов достигает 10 %.

Нафтено-ароматические нефти характся преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракцях. Алканы содержатся в небольшом количестве только в легкких фракях. В состав этих нефтей входит около 15–20 % смол и асфальтенов.

Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотности. К ним относят прорвинскую в Казахстане и бугурусланскую в Татарстане.

Технологическая классификация нефтей

Нефти подразделяют на (табл. 2.):

1) 3 класса (I–III) по содержаниию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (н. к. — 180 °С), в РТ (120–240 °С) и ДТ (240–350 °С);

2) 3 типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °С (T1–T3);

3) 4 группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1–М4);

4) 4 подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1–И4);

5) 3 вида по содержанию парафинов (П1–П3).

Таблица 2

Класс	Тип	Группа		Подгруппа	Вид
Массовая доля серы в нефти, % масс.	Массовая доля фракций. выкипающих до 350°С	Потенциальное содержание базовых масел. % масс.		Индекс вязкости базовых масел	Массовая доля парафинов в нефти, % масс.
		на нефть	на мазут
0,60	55,0	25,0	45,0	95	1,50
0,61-1,80	45,0-54,9	15,0-24,9	45,0	90-95	1,51-6,0
1,80	45,0	15,0-24,9	30,0-44,9	85-89,9	6,00
		15,0	30,0	85

Используя эту классификацию для любой промышленной нефти можно составить технологический индекс. состоящий из пяти цифр.

Например:

Усть-Балыкская нефть - 2.3.1.1.2

Самотлорскаянефть - 2.1.3.1.2

Шаимская нефть - 1.1.2.1.2

Туймазинскаянефть - 2.2.3.2.2

Ножовскаянефть - 3.3.4.2.2

Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определящим направление ее пераработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (необходимость включения гидрогенизационных процессов или усановоак депарафинизации), ассортимент и качество конечных продуктов.

Из малопарафинистых нефтей вида II1 можно получать без депарафинизации (ДП) реактивные и зимние ДТ, а также дистиллятные базовые масла.

Из парафинистых нефтей вида П2 без депарафинизации можно получить РТ и лишь летнее ДТ.

Из высокопарафинистых нефтей вида П3, содержащих более 6 % парафинов, даже летнее ДТ можно получить только после депарафинизации.

Предварительную оценку потенциальных возможностей нефтяного сырья можно осуществить по комплексу показателей, входящих в технологическую классификацию нефтей. Однако этих показателей недостаточно для определения набора тенологических процессов, асортимента и качества нефтепродуктов, для составления материального баланса установок, цехов и НПЗ в целом и т. д.

Для этих целей в лабораториях научно-исследовательских институтов проводят тщательные исследования по установлению всех требуемых для проектных разработок показателей качества исходного нефтяного сырья, его узких фракцй, топливных и масляных компонентов, промежуточного сырья для технологических процессов и т. д. Результаты этих исслелований представляют обычно в виде кривых зависимости ИТК, плотнности, ММ, содержния серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от ФС нефти, а также в форме таблиц с показателями, характеризующими качество данной нефти, ее фракций и компонентов нефтепродуктов.

Справочный материал с подробными данными по физико-химичесикм свойствам отечественных нефтей, имеющих промышленное значение, приводится в многотомном издании «Нефти СССР» (М.: Химия, 1971–1974).

Техническая классификация

Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам и принят новый ГОСТ России Р 51858–2002, в соответствии с которым (табл. 3) их подразделяют (классифицируют):

— по содержанию общей серы на четыре класса (1–4);

— по плотности при 20 °С на пять типов (0–4);

— по содержанию воды и хлористых солей на 3 группы (1–3);

— по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 3 вида (1–3).

Таблица 3

Классификация и требования к качеству подготовленных на промыслах нефтей по ГОСТ России Р 51858–2002

	Класс	Тип	Группа			Вид
Массовая доля серы.% До 0,6 –малосернистая 0,6-1,8 – сернистая 1,8-3,5 –высокосернистая  3,50 –особо высокосернистая	1 2 3 4
Плотность при 20С, кг/м до 830 –особо легкая 830, 1- 850,0 – легкая 850, 1- 870,0 - средняя 870, 1 – 895,0 –тяжелая > 895,0 – битуминозная		0(0э) 1(1э) 2(2э) 3(3э) 4(4э)
Массовая доля воды, %, не более Концентрация хлористыхсолей, мг/дм3, не более Содержание механических примесей, % масс., не более Д.н.п.: кПа мм.рт.ст.			0,5 100 0,05 66,75 500	0,5 300 0,05 66,7 500	0,5 900 0,05 66,7 500
Массовая доля,%, не более сероводорода метил и этилмеркаптанов							20 40	50 60	100 100